Способ удаления жидкости с забоя газовых скважин и устройство для его осуществления (варианты) Советский патент 1982 года по МПК E21B43/00 

(54) СПОСОБ УДАЛЕНИЯ ЖИДКСЮТИ С ЗАБОЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ (ВАРИАНТЫ) Изобретение относится к способам и устройствам для интенсификашш дебита газовых скважин и может быть использовано в газовой промышленности для удаления скапливающейся в газовой скважине жидкости на поздней стадии эксплуатации скважин, когда пластовое давление на забое и/или дебит газа недостаточны для ее естественного выноса потоком выходящего из скважины газа. Известен .способ удаления скапливак щейся в газовой скважине жидкости, заключающийся в том, что в скважину спускают устройство, образующее систему разобщения жидкостного столба на две части по высоте. При помощи этой системы перекрьгаают скважину, отделяя определен ную порцию жидкости, которую затем извлекают на поверхность. По мере накопления жидкости операцию периодически по- BTOpsnOT 1 j . Недостаток данного способа заключает ся в том, что такая система становится неработоспособной при еще достаточно высокшс значениях пластового давления изза сравнительно больщой депрессии, связанной с наличием жидкостного столба над забоем скважины. По этой причине дебит газа при таком способе существенно за- нижен. Известно устройство для осуществления данного . способа, работающее по принципу плунжерного лифта и состоящее ю периодически спускаемых в скважину щара и втулки, образующих совместно систему разобщения жидкостгого столба над забоем скважины и удаления отдельной поршш жидкости f: 1 J . Недостатки устройства обусловлены недостатками вышеописанного способа, в связи с чем оно применимо в сравнитеЯьно узком диапазоне пластовых давлений газа. Известен также способ удаления жидкости с забоя газовых скважин, включающий диспергирование жидкости и подачу потока газа в поток диспергированной жидкости ц2 J . Известно устройство для осуществления известного способа, содержащее колонну лифтовых труб, хвостовик и узел диспергирования f 2 J . Недостаток известного способа и устройста, осуществляющего его, заключает ,ся в том, что при такой системе удалени жидкости ее уровень в скважине являетс практически неуправляемым. Эта неуправ ляемость должна компенсироваться либо постоянным слежением за положением дйспергатора в скважине и его принудительным перемещением (что сравнитель но сложно с конструктивной и эксплуатационной точек зрения), либо выполнением эжектора большой эффективности (а это при использовании энергии пластового газа требует высоких значений давления или дебита сравнительно малой эффективности установленного в известном устройс1ве дйспергатора). Это в целом приводит к больинГм потерям энергии газ а следовательно, к сокращению диапазона применимости по давленшо и снижению дебита с1СБажины. Цель изобретения - повьпление эффективности удаления шадкости за счет повы шения эффективности диспергашш с одновременным предупреждением скопления жидкости на забое скважины. Поставленная цель достигается тем, что согласно способу удаления жидкости с забоя газовых скважин, включающему диспергирование жидкости и подачу потока газа в поток диспергированной жидкос ти, поток газа делят на две части, приче жидкость диспергируют одной частью потока газа перед подачей другой части потока газа в поток диспергированной жидкости. Поставленная цель достигается тем, что в устройстве для удаления жидкости с забоя газовых скважин, содержащем колонну лифтовых труб, хвостовик и узел диспергирования, хвостовик выполнен в виде перфорированной трубы, внутри которой установлена газоподводящая трубка, сообщающая . скЬажийное пространство вьппе уровня кидкости с внутренней полостью хвостовика , При этом устройство снабжено газоподводящим патрубком с каналами для прохода жидкости из скважинного простра ства во внутреннюю полость хвостовика, На фиг. 1 представлено предлагаемое устройство с расположенной внутри пер рированной трубы газоподводящей трубкой; на фиг. 2 - устройство .с газоподводящим патрубком; на фиг. 3 - сечение А-А на фиг. 1; на фиг. 4 - сечение Б-Б на фиг, 2, Нижеприводятся описания этих двух устройств и затем один из возможных примеров осуществления предлагаемого способа. Первое устройство состоит из расположенного в нижней части скважины 1 эжектора 2 с хвостовиком. Хвостовик вьтолнен в виде перфорированной трубы 3/ внутри которой размещена газоподводящая трубка 4, имеющая с одной стороны выход 5 во внутреннюю полость 6 перфорированной трубы 3. Другой стороной газоподводящая трубка 4 связана со ным пространством 8 выше уровня жидкости на забое 9 скваяшны. Хвостовик может быть вьшолнен раздельно или воедино с колонной 10 лифтовых . Колонна лифтовь1х труб может быть уплотнена по отнощению к эксплуатационной колонне 11 любым известным способом, например пакером 12. Хвостовик может быть снабжен направляющим аппаратом для базового потока, вьшолненным, например, в виде радиально расположенных и связанных с нарулшой поверхностью трубы 3 хвостовика продольных ребер 13. Эти ребра слуясат не только элементами направляющего аппарата, но и фиксатора- . ми положения хвостов1ща внутри конца л 2фтовой трубы 10. Вокруг ребер может быть размещена охватътающая их цилиндрическая втулка 14 с переменной по ее длине толщиной. Переменная толщина создает конфузор, увеличивающий скорость газового потока в области соединения двух ранее разделенных частей потока. Втулка 14 служит не только для создания конфузорности, но и для перераспределения соот нощения расходов частей разделяемого потока. Регулирование этого соотнощения может осуществляться как при помоши подбора различного градиента изменения толщины втулки по длине, т. е., например, изменением конусности ее внутренней поверхности, так и при помощи различного расположения втулки 14 относительно ребер 13 по высоте. В последнем случае . втулка должна быть сменной ц/или установочно подвижной относительно продольных ребер 13 хвостовика или относителЫно колонны 1О лифтовых труб. Скапливаюшаяся на забое скважины жидкость 15 по перфорационным отверстиям 16 попадает во внутреннюю полость б перфорированной 59 трубы 3. Сюда через каналы 7 и 17 по- падает часть поступающего из пласта 18 газа. Устройство работает следующим образом. Газ под давлением проходит, как показано стрелками, через внутреннюю полост 6 трубы 3, вспенивает имеющуюся в ней жидкость, затем в процессе дальнейшего движения диспергирует ее и выносит к ме ту выхода из трубы 6, где образовавшаяся в трубе 3 газо-жидкостная смесь подхватывается второй частью газового потока, прошедшей через зазор между трубой 3 и нижней частью лифтовой трубы 10 Очевидно, что такое непосредственное воздействие газа на жидкость приводит к существенному повышению э41фективности диспергирования. Благодаря этому повы- шается э4х})ективность выноса скашитаюг; щейся на забое скважины жидкости, причем это происходит без снижения величины устьевого давления, что особенно важн „ При таком исполнешги уровень жидкости практически ье поднимается вьпле каналов 7 и выход газа в лифтовую трубу постоянно остается незалитглм. А это приводит к тому, что дебит газа остается максимально возможным из-за отсутствия :депрессии. Второе устройство (фиг. 2) также со;стоит из эжектора с хвостовиком. Однако здесь хвостовик выполнен в видетрубы 19, расположенной своим нижним концом внутри газоподводящего патрубка (который в данном случае вьшолнен в виде стакана 2О) и своим верхним кондом входящей с зазором в колонну лифтовых труб 21, уплотненных относительно эксплуата- .ционной колонны 22, например, пакером 23. Внутренняя полость 24 трубы 19 в своей шишей части гидравлически связана со :скважинным пространством 25 при помощи каналов 26, расположенных в перемычках 27, жестко связьшающих стакан 2О с трубой 19. Может быть выполнено несколько рядов каналов 26 по высоте. Стакан 20 в своей верхней части может быть выполнен со скругленной кольдевой orбортовкой 28, которая в сочетании с разделителем 29 газового потока, расположенным на внешней поверхности трубы 19 и вьтолненкым установочно подвижным, создает возмо5кность регулирования соотношения расходов разделяемых потоков. Фиксация, положения хвостовиков лифтовых 21 осуществляется за счет радиально расположенных продольных ре256бер 30, которые одвовремевво служат направляюошм аппаратом для успокоения вращения потока (слшшсом сильное вращение потока газа нежелательно, поскольку диспергированные час типы жидкости за счет пентробежшл «свл могут коалесИИроваться на стенках листовой трубы). Устройство работает следующим образом. Поступающий газ разделяется на два потока, из которых один вдет по зазору ; между трубой 19 н лифтовой трубкой 22| а другой попадает через зазор межоу стаканом 20 н нижней частью трубы 19 во внутрен11юю полость 24 трубы 19. Здесь он подхватывает попадающую сюда по каналам 26 из полости 25 жидкость и образовавшаяся газо-жидкоствая смесь движется к выходу из трубы 19, где она смешивается с первым газовым потоком. Аналогично первому устройству во втором устройстве хвостовик может быть выполнен раздельно или воедино с коловной лифтовых труб 21. Песюый случай ,более предпочтителен как с технологвчес(СОЙ (прение изготовление), так н с эксплуатационной (не надо вынимать колонну при спуске или подъеме эжектора с хвостовиком) точек зрения. В случае раздельного t « вьшолнения хвостовик может быть выполнен установочно подвижным относительно .КОЛО1ШЫ лифтовых труб 21, что создает дополнительную :возможность для регулирования соотношения расходов разделенных потоков газа. Кроме того, точно так же, как и в первом устройстве, во втором устройстве хвостовик может быть свабжев ваправляк шнм аппаратом в виде продольных ребер 30;вохруг ребер может быть размещена охватывающая вх втулка (не лрказаиа), выполняющая роль конфузора. фиксатора положения ипёрерас.(1ределитёля соотношения разделенных потоков. Эта втулка может быть выполвена сменной в/влв ус- тановочно подвижной с управлевием ее положением с поверхности. Из двух описаввых устройств первое тляется более надежным для случая срав нительно больших притоков жидкое тя прв сравнительно более высоких значениях пластового давлеввя и его дебита .; Второе более надежно при более виакнх давлениях газа в сочетании с более ввэ- кимн знененуяма притока жидкости. Примером конкретного осуществлеиня описываемого спосс а удаления жидкости fc забоя газовых скважин может служить следующая последовательность операций. В начальный период эксплуатации сква живы, когда давление газа на забое и/или дебит газа достаточны для естественного выноса жидкости с потоком выходящего КЗ скважины газа, каких- ибо операций по удалению жидкости не требуется. По мере снижения давления и дебита газа в скважине начинает скапливаться жидкость которая постепенно заливает выход газа из пласта, в результате газ при движении по скважине вынужден преодолеват гидростатическое давление столба жидкости, находящейся в скважине. В результа- те этого дебит газа еще более снижается В этом случае в скважину опускают вьпяеописанное устройство, после чего поток газа делят на две части. часть направляют в это устройство и пропуска- ют через него, а другую направляют к месту выхода первой части потока из диспергирующего узла, причем в направлении, попутном выходящей газо-жидкост;НОЙ смеси. При этом для обеспечения такого спо. соба производят следующие операции. Скважину глушат любым известным способом. Заполняют ее тяжелым задавливаю шим раствором. Затем опускают на тросе вьпиеописанное устройство. Его общая высота должна быть такой, чтобы оно, доста вая практически до забоя, не вьпило своим верхним концом из колоннь лифтовых труб. После этого удаляют любым известным способом зада-вливающий раствор (например, при помощи желонок или подаваемым с устья скважины по затрубью газом под давлением) и вызьгаают приток газа из пласта. Дальнейшая работа сква-. жины, снабженной предлагаемым устройством, происходит так, как показано выше. Возможна и другая последовательность операций. В тех случаях, когда желательно не глущить скважину, поступают следующим образом. Через заранее установленное на устье скважины устройство (например, лубрикатор) спускают не глуша скважину, эжектор с хвостовиком. После того, как устройство опустилось на забой скважины, задзижку открывают и создают перепад давления между забоем и устьем, обеспечивающий продувку забоя скважины от жидкости. После этого выводят скважину на заранее рассчитанный рабочий режим. Дальнейшая работа скважины происходит так, как это описано вьпие. Применение данного технического решения позволит управлять уровнем жид кости в скваз1 ине. Вьшолнение устройства для удаления скапливающейся в скважине жидкости в соответствии с предлагаемым изобретением позволит определенным образом управлять уровнем, а следовательно, повысить эффективность и надежность удаления жидкости из скважины. Это в свою очередь приведет к снижению энергетических потерь в потоке газа и повышению дебита газа, к расширению диапазона применимости устройства по давлению. Все это в конечном итоге ведет к снижению удельной стоимости добываемого газа и повышению коэффициента газоотдачи месторождения. Формула изобретения 1.Способ удаления жидкости с забоя газовых скважин, включающий диспергирование жидкости и подачу потока газа в поток диспергированной жидкости, отличающийся тем, что,, с целью повьпиения эффективности удаления жидкости, поток газа делят на две части, причем жидкость диспергируют одной частью потока газа перед подачей другой части потока газа в поток диспергированной жидкости. 2.Способ по п. 1, о т л и ч а ю щ и и с я тем, что соотношение расходов разделенных потоков газа регулируют путем изменения соотношений проходных сечений в месте выхода из узла диспергирования. 3.Устройство для удаления жидкости с забоя газовых скважин, содержащее колонну лифтовых труб, хвостовик и узел диспергирования, отличающееся тем, что хвостовик вьшолнен в виде пернфорированной трубы, внутри которой установлена газоцодводящая трубка, сообщающая скважинное пространство выше уровня жидкости с внутренней полостью хвостовика. 4.Устройство по п. 3, о т л и ч а loщ е ее я тем, что хвостовик снабжен направляющим аппаратом для газового потока, выполненным, например, в виде радиально расположенных и связанных с наружной поверхностью хвостовика продольных ребер. 5.Устройство по пп. 3 и 4, отличающееся тем, что оно снабжено цилиндрической втулкой переменной по ее длине толщины, установленной с возможностьго охвата продольных ребер хвостовика,

6.Устройство по пп. 3-5, о т п и чаюшееся тем, что цюгандричёская втулка выполнена С1.;енной в установлена с возможностью перемещения относительно продольных ребер хвостовика нпиотно-. сительно колонны лифтовых труб.

7.Устройство для удаления Жидкости

с забоя газовых скважин, содержашее колонну лифтовых труб, хвостовик и узел диспергпрования, отличающееся тем, что оно снабжено газснюдводшцим патрубком с каналами для пргосода жидкости из сквазианного пространства во внутреннюю полость хвостовика.

8.Устройство по п. 7| о т л и ч а join е е с я тем, что гаэоподводящиЙ патрубок выполнен в виде стакана со скругленной кольпевой отбортовкой в веросвей части,1

9. Устройство по пл. 7в8, отлк чающееся тем, что хвостовик снабжен HanpaansDomBM аппаратом для га аового потока, выполненным, например в виде радиально расположенных н связанfOiix с наружной поверхностью хвостовнка гтродольных ребер. .Источннкн информацин,

принятые во внимание при експершэе

1.Разработка и експлуаташы газовых и газоконденсатных месторождений. Реферативный сборник. М., ВНИИЭГАЗПРОМ, 1978, N9 7, с. 17.

2.Геология, бурение и разработка газовых месторождений. Реферативный сбор

ник. М., ВНИИЭГАЗПРОМ, 1976, № 15 с. 11- 13, рис, 2 (прототип).